TURPE 7 (2025–2027) : ce qui change pour les entreprises

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TURPE 7 (2025–2027) : ce qui change pour les entreprises — Comparatif complet avec le TURPE 6

Introduction L’année 2025 marque un tournant majeur dans la régulation énergétique française. Dans un contexte d’inflation persistante sur les marchés de l’énergie, de modernisation accélérée des réseaux électriques et de...

Introduction L’année 2025 marque un tournant majeur dans la régulation

Par Jerome
- novembre 18, 2025

Contributeur

Jerome

Introduction

L’année 2025 marque un tournant majeur dans la régulation énergétique française. Dans un contexte d’inflation persistante sur les marchés de l’énergie, de modernisation accélérée des réseaux électriques et de renforcement du cadre réglementaire piloté par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), le TURPE 7 s’impose comme une véritable rupture tarifaire pour l’ensemble des acteurs économiques.

Cette nouvelle grille tarifaire, qui succède au TURPE 6 à compter du 1er août 2025 pour une période de quatre ans, ne constitue pas une simple évolution technique. Elle traduit une transformation structurelle du système électrique français, confronté à des défis sans précédent : électrification massive des usages (mobilité, bâtiment, industrie), intégration croissante des énergies renouvelables, adaptation au changement climatique et impératifs de résilience face aux tensions géopolitiques et cyber.

Le TURPE 7 concerne tous les consommateurs professionnels raccordés aux réseaux publics d’électricité, qu’il s’agisse de très petites entreprises (TPE), de petites et moyennes entreprises (PME), d’industries énergo-intensives ou de groupes multi-sites. Aucun acteur n’échappe à cette refonte, qui impacte directement le poste “acheminement” de la facture d’électricité, représentant entre 30 % et 50 % du coût total selon les profils.

Face à la complexité des nouvelles composantes tarifaires, des mécanismes de flexibilité inédits et des signaux-prix renforcés, il devient impératif pour tout dirigeant, responsable énergie ou courtier de maîtriser les rouages du TURPE 7. Cet article vous propose une compréhension complète en 15 minutes : définitions claires, comparatifs chiffrés avec le TURPE 6, cas pratiques sectoriels et plan d’action concret pour optimiser vos coûts d’acheminement dès 2025.

TURPE : définition claire & rôle dans la facture

Qu’est-ce que le TURPE ?

Le TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) constitue le cadre tarifaire régulé qui encadre l’acheminement de l’électricité sur l’ensemble du territoire français. Contrairement au prix de l’énergie, qui fait l’objet d’une négociation commerciale entre le consommateur et son fournisseur, le TURPE est strictement identique pour tous les utilisateurs, quel que soit le fournisseur choisi.

Fixé par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) après consultation publique et avis du Conseil supérieur de l’énergie, le TURPE est appliqué par RTE (Réseau de Transport d’Électricité) pour le réseau de transport haute tension et par Enedis (ainsi que les Entreprises Locales de Distribution) pour les réseaux de distribution moyenne et basse tension. Ce tarif régulé garantit l’égalité d’accès au réseau, la transparence des coûts et la pérennité des infrastructures électriques nationales.

Le TURPE remplit trois missions fondamentales. Il finance l’exploitation quotidienne des réseaux (maintenance préventive et curative, surveillance, conduite du réseau). Il couvre les investissements nécessaires à la modernisation et au renforcement des infrastructures (extension du réseau, raccordement des énergies renouvelables, digitalisation avec les compteurs Linky). Enfin, il rémunère les gestionnaires de réseau pour leurs missions de service public, dans le respect d’un cadre de régulation strict visant à optimiser les coûts et la qualité de service.

Les différentes composantes

Le TURPE se décompose en plusieurs briques tarifaires, chacune répondant à une logique économique précise. Cette architecture peut être comparée à un péage d’autoroute : vous payez un droit d’accès fixe (l’abonnement), une redevance proportionnelle à la distance parcourue (l’énergie acheminée), et des suppléments selon le type de véhicule et les heures de circulation (la puissance souscrite et les périodes tarifaires).

La part fixe correspond à la composante annuelle de gestion et de comptage. Elle couvre les coûts de mise à disposition du compteur, de relève des index, de gestion administrative du contrat et de télécommunication des données. Cette composante est indépendante du volume d’électricité consommé.

La part variable se subdivise en deux éléments. D’une part, la composante de soutirage fixe, indexée sur la puissance souscrite (exprimée en kVA ou kW selon les options tarifaires). Cette composante reflète le dimensionnement de votre accès au réseau : plus votre installation nécessite une puissance élevée, plus cette part est importante. D’autre part, la composante de soutirage variable, proportionnelle à l’énergie soutirée (en kWh), modulée selon des périodes tarifaires (heures pleines/heures creuses, hiver/été, jours de pointe).

Le niveau de tension de raccordement détermine également la grille tarifaire applicable. Les clients en basse tension (BT, inférieure à 1 kV) bénéficient d’une structure simplifiée, tandis que les clients en haute tension A (HTA, entre 1 et 50 kV) et haute tension B (HTB, supérieure à 50 kV) disposent d’options tarifaires plus complexes, reflétant leur proximité au réseau de transport et leur capacité à moduler leur consommation.

Enfin, plusieurs taxes et contributions s’ajoutent au TURPE sur la facture finale : la TCFE (Taxe sur la Consommation Finale d’Électricité), la CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement) et, jusqu’au 1er août 2025, le FACE (Fonds d’Amortissement des Charges d’Électricité), transféré ensuite au budget de l’État.

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│                    ANATOMIE DU TURPE                       │
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│  │  PART FIXE  │    │        PART VARIABLE             │   │
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│  │  Gestion +  │    │  ┌────────────┐  ┌────────────┐  │   │
│  │  Comptage   │    │  │ Puissance  │  │  Énergie   │  │   │
│  │             │    │  │ souscrite  │  │  soutirée  │  │   │
│  │  (€/an)     │    │  │ (€/kVA)    │  │  (c€/kWh)  │  │   │
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│                     │  Modulée selon :                 │   │
│                     │  • HP/HC                         │   │
│                     │  • Hiver/Été                     │   │
│                     │  • Jours de pointe               │   │
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│  Analogie : Péage d'autoroute                              │
│  • Abonnement = droit d'accès                              │
│  • Puissance = type de véhicule                            │
│  • Énergie = distance parcourue × tarif horaire            │
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Poids du TURPE dans une facture

Pour les entreprises, le TURPE représente une part substantielle et non négociable de la facture d’électricité. Selon les profils de consommation et les niveaux de tension, cette composante oscille entre 30 % et 50 % du montant total hors taxes.

Prenons l’exemple d’une PME tertiaire raccordée en basse tension, avec une puissance souscrite de 36 kVA et une consommation mensuelle de 12 000 kWh. Sur une facture mensuelle de 700 € HT, le TURPE représente environ 350 € (50 %), contre 300 € pour la fourniture d’énergie et 50 € pour les taxes. La répartition du TURPE se décompose comme suit : part fixe (gestion + comptage) 31 €, composante puissance 79 €, composante énergie 240 €.

À l’inverse, pour une industrie énergo-intensive raccordée en haute tension A, avec une puissance souscrite de 500 kVA et une consommation mensuelle de 160 000 kWh, la facture mensuelle peut atteindre 18 000 € HT. Le TURPE représente alors environ 6 500 € (36 %), la fourniture d’énergie 10 500 € (58 %) et les taxes 1 000 € (6 %). La part du TURPE est relativement moins élevée en proportion, mais son montant absolu reste considérable, justifiant une attention particulière aux leviers d’optimisation.

Cette importance du TURPE dans l’équation économique explique pourquoi toute évolution tarifaire, même modérée en pourcentage, peut générer des impacts budgétaires significatifs pour les entreprises, en particulier dans les secteurs à forte intensité énergétique (agroalimentaire, métallurgie, chimie, data centers, froid industriel, retail).

TURPE 6 : ce qu’il faut retenir

Caractéristiques du TURPE 6

Le TURPE 6, entré en vigueur le 1er août 2021 pour une durée de quatre ans, a marqué une évolution significative par rapport à son prédécesseur. Sa structure tarifaire reposait sur un équilibre entre part fixe et part variable, avec un objectif affiché d’aplatissement de la courbe de charge nationale.

La logique d’aplatissement visait à réduire les pointes de consommation, particulièrement coûteuses pour le système électrique. Le TURPE 6 intégrait ainsi des incitations tarifaires à la modulation de la consommation, avec des écarts de prix significatifs entre heures pleines et heures creuses, et entre périodes hivernales et estivales. Les consommateurs étaient encouragés à déplacer leurs usages vers les périodes de faible tension sur le réseau.

Cette période tarifaire s’est déroulée dans un contexte post-crise énergétique marqué par la flambée des prix de gros de l’électricité en 2021-2022, l’envolée du coût des pertes électriques pour les gestionnaires de réseau, et les efforts de sobriété énergétique qui ont réduit les recettes d’acheminement. Ces facteurs ont conduit à une augmentation du TURPE 6 de +6,51 % HT lors de son entrée en vigueur, puis à une anticipation exceptionnelle de +7,7 % au 1er février 2025 pour apurer le compte de régularisation des charges et produits (CRCP).

Critiques des entreprises

Malgré ses objectifs louables, le TURPE 6 a fait l’objet de critiques récurrentes de la part des acteurs économiques. Le manque de lisibilité constituait le premier grief : la multiplication des périodes tarifaires, la complexité des options (Base, HP/HC, EJP, Tempo pour les particuliers ; options tarifaires multiples pour les professionnels) et l’absence de pédagogie sur les mécanismes de calcul rendaient difficile l’appropriation du tarif par les entreprises.

La part fixe jugée trop élevée pénalisait particulièrement les petits consommateurs et les sites à faible taux d’utilisation. Certaines PME constataient que la composante puissance et la composante de gestion représentaient une part disproportionnée de leur facture TURPE, limitant les gains potentiels d’une réduction de consommation.

La complexité pour les entreprises multi-sites constituait un autre point de friction. Bien que la composante de regroupement (CR) permette théoriquement une mutualisation des puissances souscrites pour les sites géographiquement proches, les conditions d’éligibilité strictes et les lourdeurs administratives en limitaient l’usage. De nombreux groupes disposant de dizaines ou centaines de points de livraison peinaient à optimiser globalement leur facture d’acheminement.

Enfin, le TURPE 6 offrait peu d’incitations à l’autoconsommation et à la production locale d’énergie renouvelable. Les mécanismes de valorisation de l’injection étaient limités, et les entreprises investissant dans des installations photovoltaïques ou de stockage ne bénéficiaient pas de signaux-prix suffisamment attractifs pour rentabiliser leurs projets.

TURPE 7 (2025–2027) : les nouveautés majeures

Pourquoi un TURPE 7 ?

Le TURPE 7 répond à des enjeux structurels qui dépassent largement le cadre d’une simple révision tarifaire quadriennale. Il s’inscrit dans la transition énergétique française, qui vise la neutralité carbone à l’horizon 2050 et implique une électrification massive des usages : déploiement de 7 millions de véhicules électriques d’ici 2030, conversion des systèmes de chauffage vers les pompes à chaleur, décarbonation de l’industrie.

Cette transformation nécessite des investissements massifs dans les réseaux électriques. RTE prévoit de porter ses dépenses d’investissement de 2,1 milliards d’euros en 2023 à 6,2 milliards d’euros en 2028, soit une multiplication par trois en cinq ans. Enedis, de son côté, augmente ses investissements de 5 milliards d’euros en 2023 à 7 milliards d’euros en 2028, soit une hausse de 40 %. Ces montants colossaux financent le raccordement accéléré des énergies renouvelables (éolien terrestre et offshore, photovoltaïque), le renforcement des réseaux pour absorber les nouvelles consommations, et la modernisation des infrastructures vieillissantes.

L’intégration croissante des ENR constitue un défi technique majeur. Contrairement aux centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont intermittentes et décentralisées. Le réseau doit désormais gérer des flux bidirectionnels (injection et soutirage), des variations rapides de production (passage nuageux, variations de vent) et une complexité accrue de l’équilibrage offre-demande. Le TURPE 7 intègre de nouveaux signaux-prix pour encourager la flexibilité et le stockage.

Enfin, les impératifs de résilience face au changement climatique (événements climatiques extrêmes, canicules, tempêtes) et aux tensions géopolitiques (risques cyber, sécurité d’approvisionnement) imposent des investissements spécifiques : enfouissement de lignes, redondance des infrastructures critiques, cybersécurité renforcée.

Les 6 grandes évolutions

Le TURPE 7 se caractérise par six transformations majeures qui redéfinissent les règles du jeu pour les entreprises.

1. Hausse tarifaire anticipée de +7,7 % : Comme annoncé par la CRE dans sa délibération n° 2025-78 du 13 mars 2025, une augmentation de +7,7 % a été appliquée au 1er février 2025, anticipant l’apurement du solde du compte de régularisation du TURPE 6 et couvrant les charges prévisionnelles du TURPE 7. Cette hausse du tarif de distribution inclut l’augmentation de +9,6 % du tarif de transport (RTE). Au 1er août 2025, le niveau moyen du TURPE reste stable, mais cette stabilité globale masque des évolutions contrastées selon les profils.

2. Modification du ratio part fixe / part variable : Le TURPE 7 accentue la hausse des composantes de soutirage fixe (€/kVA/mois ou €/kW/mois), renforçant le poids de la puissance souscrite dans la facture. Cette évolution vise à mieux refléter les coûts de dimensionnement du réseau et à inciter les entreprises à optimiser leur puissance souscrite. Parallèlement, la composante énergie (c€/kWh) connaît des évolutions différenciées selon les périodes et les segments.

3. Révision des options tarifaires PME/Industrie : Les écarts de prix entre heures pleines et heures creuses sont nettement augmentés en hiver, incitant à un pilotage fin des consommations pendant la saison de forte tension sur le réseau. En été, les écarts HP/HC sont légèrement diminués, reflétant la moindre tension sur le système. Pour les clients basse tension supérieure à 36 kVA, les écarts de prix entre hiver et été sont augmentés, tandis qu’ils sont réduits pour les clients basse tension inférieure à 36 kVA et les clients HTA.

4. Nouveaux signaux-prix pour la flexibilité : Le TURPE 7 introduit des mécanismes inédits pour valoriser la flexibilité de la demande. Pour les gros consommateurs en HTA et HTB, de nouveaux dispositifs d’effacement et de modulation sont intégrés dans la tarification. Une composante injection-soutirage optionnelle, applicable dès août 2026, récompensera les installations de stockage qui chargent pendant les périodes de forte production renouvelable et déchargent pendant les pointes de consommation.

5. Encouragement à l’autoconsommation : La généralisation progressive des heures creuses l’après-midi en été à partir de l’automne 2025 vise à valoriser la production photovoltaïque abondante pendant cette période. Les entreprises équipées de panneaux solaires pourront ainsi réduire leur facture TURPE en autoconsommant pendant ces nouvelles heures creuses, ou en stockant l’énergie pour la restituer en heures pleines.

6. Modulation géographique progressive : Bien que non encore pleinement déployée dans le TURPE 7, une logique de tarification zonale commence à émerger, avec des signaux-prix différenciés selon les zones de tension sur le réseau. Cette approche, inspirée des pratiques britanniques et nordiques, vise à orienter les investissements (production, consommation, stockage) vers les zones où le réseau est le moins contraint.

Focus puissances souscrites

L’optimisation de la puissance souscrite constitue le levier d’action le plus immédiat et le plus rentable pour réduire la facture TURPE. Une puissance surdimensionnée génère un surcoût permanent, tandis qu’une puissance sous-dimensionnée expose à des dépassements coûteux et à des risques de coupure.

Selon les données du marché, une erreur de dimensionnement peut coûter jusqu’à 16 000 € par MW et par an. Pour une PME industrielle disposant d’une puissance souscrite de 250 kVA alors que sa puissance réellement appelée ne dépasse jamais 200 kVA, le surcoût annuel atteint 800 €, soit un gain potentiel immédiat en ajustant la puissance.

Le TURPE 7, en augmentant les composantes fixes liées à la puissance, rend cet exercice d’optimisation encore plus crucial. Il convient de réaliser un audit de puissance basé sur l’analyse des courbes de charge sur 12 mois, en identifiant les pointes réelles, leur fréquence et leur caractère structurel ou exceptionnel. Un ajustement à la baisse de la puissance souscrite peut être envisagé si les dépassements sont rares et acceptables, tandis qu’un pilotage des usages (délestage, programmation) permet de lisser les pointes sans réduire la puissance.

Très gros consommateurs (HTA/HTB)

Pour les sites raccordés en haute tension A (HTA, entre 1 et 50 kV) et haute tension B (HTB, supérieure à 50 kV), le TURPE 7 introduit des mécanismes spécifiques de valorisation de la flexibilité.

Les nouveaux dispositifs d’effacement permettent aux gros consommateurs de s’engager contractuellement à réduire leur consommation pendant les périodes de pointe, en contrepartie d’une rémunération ou d’une réduction tarifaire. Ces mécanismes, pilotés par RTE et les opérateurs d’effacement, s’articulent avec les marchés de capacité et les appels d’offres de flexibilité.

Les signaux-prix renforcés selon la période et la courbe de charge incitent les industriels à moduler leur production en fonction des tensions sur le réseau. Par exemple, un site de production fonctionnant en continu peut envisager de programmer ses opérations énergo-intensives (fusion, électrolyse, compression) pendant les heures creuses ou les week-ends, bénéficiant ainsi de tarifs d’acheminement réduits.

Enfin, pour le domaine de tension HTA, l’énergie réactive est désormais facturée également en été, alors qu’elle ne l’était qu’en hiver dans le TURPE 6. Cette évolution incite les entreprises à améliorer leur facteur de puissance toute l’année, notamment en installant des batteries de condensateurs.

TURPE 6 vs TURPE 7 : comparatif pédagogique

Tableau comparatif synthétique

Critère	TURPE 6 (2021-2025)	TURPE 7 (2025-2028)	Impact entreprise
Structure tarifaire	Part fixe + part variable (puissance + énergie)	Idem, avec renforcement part fixe	Poids accru de la puissance souscrite → optimisation prioritaire
Puissance souscrite	Composante significative	Hausse des composantes fixes (€/kVA)	Gains potentiels importants via ajustement puissance
Part fixe	Modérée	Augmentée	Pénalise les sites sous-utilisés, favorise la mutualisation
Part variable (énergie)	Modulée HP/HC, hiver/été	Écarts HP/HC renforcés en hiver, réduits en été	Incitation forte au pilotage hivernal, souplesse estivale
Flexibilité	Incitations limitées	Nouveaux signaux-prix, composante injection-soutirage (2026)	Valorisation effacement, stockage, autoconsommation
Autoconsommation	Peu valorisée	Heures creuses après-midi en été (dès automne 2025)	Rentabilité accrue des installations photovoltaïques
Multi-sites	Composante de regroupement (CR) complexe	Idem, conditions inchangées	Opportunité de mutualisation, mais démarches lourdes
Effacement	Mécanismes existants (NEBEF, capacité)	Renforcés, intégration tarifaire	Nouveaux revenus potentiels pour gros consommateurs
Options tarifaires	Multiples, peu lisibles	Révision des écarts saisonniers	Nécessite réévaluation de l’option choisie
Niveau global	+6,51% (août 2021), +7,7% (février 2025)	Stable en moyenne (août 2025) après +7,7% (février 2025)	Hausse cumulée significative sur 2021-2025
HTA spécifique	Énergie réactive facturée en hiver	Facturée toute l’année	Incitation à améliorer facteur de puissance en continu
Compteurs non-Linky	Composante relève résiduelle 10,20€ HT/2 mois	Nouvelle structure : 6,48€ + majoration 4,14€ si pas d’index 12 mois	Incitation forte au déploiement Linky

Analyse par type d’entreprise

1. TPE (Très Petites Entreprises)

Les TPE, généralement raccordées en basse tension avec des puissances souscrites inférieures à 36 kVA, subissent de plein fouet l’augmentation de la part fixe du TURPE 7. Pour un commerce de proximité, un cabinet libéral ou un artisan, la composante de gestion et de comptage représente une part incompressible de la facture, indépendante du volume d’activité.

L’impact principal se concentre sur la hausse des composantes fixes, qui pénalise les sites à faible taux d’utilisation. Une boulangerie fermée plusieurs jours par semaine, un cabinet médical en activité partielle, ou un commerce saisonnier verront leur ratio TURPE/chiffre d’affaires se dégrader. La stratégie d’optimisation passe par une révision de la puissance souscrite (nombreuses TPE sont surdimensionnées), un pilotage des usages en heures creuses (préchauffage des fours, recharge des véhicules électriques) et, pour les sites équipés, une valorisation de l’autoconsommation photovoltaïque pendant les nouvelles heures creuses estivales.

2. PME tertiaire

Les PME du secteur tertiaire (bureaux, commerces, hôtellerie-restauration) disposent de marges de manœuvre plus importantes. Leur profil de consommation, souvent concentré sur les heures ouvrables en semaine, peut être partiellement modulé grâce à des systèmes de gestion technique du bâtiment (GTB).

Le TURPE 7 impacte ces entreprises via l’augmentation des écarts HP/HC en hiver, qui pénalise les consommations de chauffage et d’éclairage en journée. À l’inverse, la réduction des écarts hiver/été pour les puissances inférieures à 36 kVA offre une respiration en période estivale. Les leviers d’optimisation incluent le pilotage du chauffage et de la climatisation (décalage des préchauffe/prérefroidissement en heures creuses), l’éclairage intelligent (détection de présence, gradation selon la lumière naturelle), et l’installation de panneaux photovoltaïques pour autoconsommer pendant les heures de bureau, désormais valorisées en heures creuses l’été.

3. Industrie

Les sites industriels, qu’ils soient raccordés en basse tension (petites industries), en HTA (moyennes industries) ou en HTB (industries lourdes), constituent les acteurs les plus impactés par le TURPE 7, mais aussi ceux disposant des plus forts leviers d’optimisation.

Pour les industries énergo-intensives (métallurgie, chimie, papeterie, cimenterie), la composante TURPE peut représenter plusieurs millions d’euros annuels. L’augmentation de la part fixe liée à la puissance souscrite impose un audit approfondi des courbes de charge pour identifier les pointes évitables. Les nouveaux mécanismes d’effacement du TURPE 7 offrent des opportunités de valorisation : un site capable de réduire sa consommation de 5 MW pendant 100 heures de pointe hivernale peut générer des revenus complémentaires significatifs.

La modulation de la production selon les signaux-prix devient un enjeu stratégique. Une fonderie peut programmer ses coulées en heures creuses, une station de pompage peut décaler ses cycles, une installation de froid industriel peut sur-refroidir en heures creuses pour limiter la consommation en heures pleines. Ces stratégies, déjà pratiquées par les industriels les plus matures, deviennent incontournables avec le TURPE 7.

4. Multi-sites

Les groupes disposant de multiples points de livraison (retail, restauration, services) font face à une complexité spécifique. Chaque site génère sa propre facture TURPE, avec ses propres composantes fixes, sa puissance souscrite et ses périodes tarifaires.

La composante de regroupement (CR) du TURPE permet théoriquement de mutualiser les puissances souscrites pour les sites géographiquement proches (même zone industrielle, même bâtiment multi-locataires). Cependant, les conditions d’éligibilité strictes (proximité géographique, cohérence d’activité, accord du gestionnaire de réseau) et les lourdeurs administratives limitent son usage.

Pour les multi-sites dispersés, l’optimisation passe par une approche site par site : audit de puissance, choix de l’option tarifaire adaptée au profil de chaque point de livraison, pilotage centralisé des consommations via des plateformes IoT. Un groupe de supermarchés peut ainsi programmer les groupes froids, l’éclairage et la climatisation de chaque magasin en fonction des signaux-prix locaux, générant des économies cumulées substantielles.

5. Autoconsommateurs

Les entreprises ayant investi dans des installations photovoltaïques en autoconsommation constituent les grands gagnants du TURPE 7. La généralisation des heures creuses l’après-midi en été valorise directement la production solaire, qui coïncide avec ces périodes.

Un site industriel équipé de 500 kWc de panneaux photovoltaïques, produisant 600 MWh/an dont 400 MWh autoconsommés, bénéficie d’une double économie : réduction de la composante énergie du TURPE (kWh non soutirés) et valorisation accrue de l’autoconsommation pendant les heures creuses estivales. Le temps de retour sur investissement des installations photovoltaïques s’améliore mécaniquement.

L’ajout de systèmes de stockage (batteries) permet d’aller plus loin : charger les batteries pendant les heures creuses (y compris avec de l’électricité réseau bon marché) et les décharger pendant les heures pleines, arbitrant ainsi entre autoconsommation, stockage et soutirage réseau. Les nouveaux signaux-prix du TURPE 7 (composante injection-soutirage à partir d’août 2026) récompenseront ces stratégies de flexibilité.

Cas pratiques chiffrés

Cas 1 : PME tertiaire 36 kVA

Profil : Bureau d’études, 15 salariés, puissance souscrite 36 kVA, consommation annuelle 50 MWh, profil HP/HC hiver/été.

TURPE 6 (2024) :

Part fixe (gestion + comptage) : 372 € HT/an
Composante puissance : 36 kVA × 26,4 €/kVA/an = 950 € HT/an
Composante énergie : 50 000 kWh × moyenne 0,048 €/kWh = 2 400 € HT/an
Total TURPE 6 : 3 722 € HT/an

TURPE 7 (2025) :

Part fixe : 372 € HT/an (stable)
Composante puissance : 36 kVA × 28,5 €/kVA/an = 1 026 € HT/an (+8%)
Composante énergie : 50 000 kWh × moyenne 0,050 €/kWh = 2 500 € HT/an (+4%)
Total TURPE 7 : 3 898 € HT/an

Impact net : +176 € HT/an (+4,7%)

Leviers d’optimisation :

Ajustement puissance souscrite à 30 kVA si courbe de charge le permet : gain 171 €/an
Pilotage chauffage/climatisation en heures creuses : gain estimé 100 €/an
Installation 20 kWc photovoltaïque (autoconsommation 15 MWh/an) : gain 720 €/an (composante énergie évitée)
Gain total potentiel : 991 €/an, soit une réduction de 25% du TURPE

Cas 2 : Industrie 500 kVA

Profil : Atelier de transformation métallique, 50 salariés, puissance souscrite 500 kVA, consommation annuelle 1 200 MWh, raccordement HTA, profil 3 postes (pointe/HPH/HCH/HPE/HCE).

TURPE 6 (2024) :

Part fixe : 1 200 € HT/an
Composante puissance : 500 kVA × 48 €/kVA/an = 24 000 € HT/an
Composante énergie : 1 200 000 kWh × moyenne 0,032 €/kWh = 38 400 € HT/an
Énergie réactive (hiver) : 500 € HT/an
Total TURPE 6 : 64 100 € HT/an

TURPE 7 (2025) :

Part fixe : 1 200 € HT/an (stable)
Composante puissance : 500 kVA × 52 €/kVA/an = 26 000 € HT/an (+8,3%)
Composante énergie : 1 200 000 kWh × moyenne 0,034 €/kWh = 40 800 € HT/an (+6,25%)
Énergie réactive (toute l’année) : 900 € HT/an (+80%)
Total TURPE 7 : 68 900 € HT/an

Impact net : +4 800 € HT/an (+7,5%)

Leviers d’optimisation :

Optimisation puissance souscrite (réduction à 450 kVA après audit) : gain 2 600 €/an
Pilotage production en heures creuses (déplacement 20% consommation HP→HC) : gain estimé 3 200 €/an
Installation batteries de condensateurs (réduction énergie réactive) : gain 600 €/an
Participation mécanisme d’effacement (engagement 200 kW, 50 heures/an) : gain 4 000 €/an
Gain total potentiel : 10 400 €/an, soit une réduction de 15% du TURPE

Cas 3 : Groupe retail multi-sites (10 magasins)

Profil : Chaîne de supermarchés, 10 magasins de 1 000 m² chacun, puissance souscrite moyenne 100 kVA/site, consommation totale 3 000 MWh/an, raccordement BT.

TURPE 6 (2024) :

10 sites × (part fixe 400 € + composante puissance 100 kVA × 26,4 € + composante énergie 300 MWh × 48 €) = 10 × (400 + 2 640 + 14 400) = 177 400 € HT/an

TURPE 7 (2025) :

10 sites × (part fixe 400 € + composante puissance 100 kVA × 28,5 € + composante énergie 300 MWh × 50 €) = 10 × (400 + 2 850 + 15 000) = 182 500 € HT/an

Impact net : +5 100 € HT/an (+2,9%)

Leviers d’optimisation :

Audit puissance site par site (réduction moyenne 10 kVA/site) : gain 2 850 €/an
Pilotage centralisé groupes froids (délestage pointes, sur-refroidissement HC) : gain estimé 6 000 €/an
Installation photovoltaïque sur toitures (500 kWc total, 500 MWh autoconsommés) : gain 25 000 €/an
Optimisation éclairage LED + détection présence : gain 3 000 €/an (réduction kWh)
Gain total potentiel : 36 850 €/an, soit une réduction de 20% du TURPE

Comment calculer le TURPE 7

Éléments nécessaires

Pour estimer précisément votre facture TURPE 7, vous devez rassembler plusieurs informations clés, disponibles sur vos factures d’électricité ou auprès de votre gestionnaire de réseau.

La puissance souscrite (en kVA ou kW selon l’option tarifaire) constitue le premier paramètre. Elle détermine la composante fixe de soutirage et conditionne les dépassements éventuels. Vérifiez sur vos factures ou votre contrat CARD (Contrat d’Accès au Réseau de Distribution) la puissance actuellement souscrite.

La répartition HP/HC de votre consommation est essentielle pour calculer la composante énergie. Si vous disposez d’un compteur Linky ou d’un compteur évolué, vous pouvez extraire les données de consommation par période tarifaire (heures pleines hiver, heures creuses hiver, heures pleines été, heures creuses été, jours de pointe le cas échéant). À défaut, une estimation basée sur votre profil d’activité est nécessaire.

Le type de connexion (basse tension, haute tension A, haute tension B) et l’option tarifaire (Base, HP/HC, options spécifiques pour les gros consommateurs) déterminent la grille tarifaire applicable. Ces informations figurent sur vos factures ou peuvent être obtenues auprès d’Enedis ou de votre ELD.

Enfin, la consommation annuelle totale (en kWh ou MWh) permet de calculer la composante énergie. Compilez les données sur 12 mois glissants pour obtenir une vision représentative, en tenant compte des variations saisonnières et des évolutions d’activité.

Mini-calculateurs

Bien que la CRE et Enedis ne proposent pas de simulateur public officiel du TURPE 7, il est possible de réaliser des estimations manuelles en appliquant les grilles tarifaires publiées dans les délibérations.

Calcul de la part fixe :

Composante de gestion (CG) : montant annuel fixe selon le segment tarifaire (exemple : 25 € HT/an pour BT inf 36 kVA)
Composante de comptage (CC) : montant annuel fixe selon le type de compteur (exemple : 6 € HT/an pour Linky)
Part fixe totale = CG + CC

Calcul de la composante puissance :

Tarif unitaire (€/kVA/an ou €/kW/an) selon le segment et l’option tarifaire
Composante puissance = Puissance souscrite × Tarif unitaire

Calcul de la composante énergie :

Tarif unitaire (c€/kWh) selon la période tarifaire (HPH, HCH, HPE, HCE, pointe)
Composante énergie = Σ (Consommation période i × Tarif période i)

Exemple pour un site BT 160 kVA, 160 MWh/an, répartition 60% HPH, 20% HCH, 15% HPE, 5% HCE :

Part fixe : 400 € HT/an
Composante puissance : 160 kVA × 28,5 €/kVA/an = 4 560 € HT/an
Composante énergie :
HPH : 96 000 kWh × 0,055 €/kWh = 5 280 €
HCH : 32 000 kWh × 0,035 €/kWh = 1 120 €
HPE : 24 000 kWh × 0,045 €/kWh = 1 080 €
HCE : 8 000 kWh × 0,025 €/kWh = 200 €
Total énergie : 7 680 € HT/an
TURPE total estimé : 12 640 € HT/an

Pièges courants

Plusieurs erreurs fréquentes conduisent à des estimations erronées ou à des surcoûts évitables.

La saisonnalité est souvent sous-estimée. Un site dont l’activité est concentrée sur l’hiver (chauffage électrique, production saisonnière) subira de plein fouet l’augmentation des écarts HP/HC hivernaux du TURPE 7. À l’inverse, un site estival (climatisation, tourisme) bénéficiera de la réduction des écarts HP/HC estivaux. Il est crucial d’analyser la répartition mensuelle de la consommation.

Les appels de puissance ponctuels peuvent générer des dépassements coûteux. Un site dont la puissance souscrite est de 100 kVA mais qui appelle occasionnellement 110 kVA (démarrage simultané de machines, pointe exceptionnelle) s’expose à des pénalités. Le TURPE 7, en augmentant la composante puissance, rend ces dépassements encore plus coûteux. Il convient d’analyser les courbes de charge pour identifier les pointes et mettre en place un pilotage (délestage, programmation).

Les dépassements de puissance sont facturés selon des mécanismes complexes, variant selon le type de comptage et l’option tarifaire. Pour les sites équipés de compteurs Linky, les dépassements sont mesurés au pas de 10 minutes et facturés selon un barème progressif. Pour les sites sans comptage évolué, les dépassements peuvent conduire à une révision de la puissance souscrite par le gestionnaire de réseau, avec effet rétroactif.

Enfin, le choix de l’option tarifaire inadaptée constitue une source fréquente de surcoût. Un site fonctionnant en continu (process 24/7) n’a pas intérêt à une option HP/HC, tandis qu’un site à activité diurne en semaine bénéficiera pleinement de cette différenciation. Une révision périodique de l’option tarifaire, en lien avec l’évolution de l’activité, est indispensable.

Impact du TURPE 7 sur les entreprises

Estimations par catégorie

L’impact du TURPE 7 varie considérablement selon la taille, le secteur et le profil de consommation des entreprises. Les estimations suivantes, basées sur les données de la CRE et les analyses de courtiers spécialisés, fournissent des ordres de grandeur.

TPE (puissance < 36 kVA, consommation < 100 MWh/an) : impact moyen de +3 % à +5 % sur la facture TURPE par rapport au TURPE 6 (hors hausse anticipée de février 2025). L’augmentation de la part fixe pèse proportionnellement plus lourd pour ces petits consommateurs. Les TPE disposant de faibles marges de manœuvre sur le pilotage énergétique subissent l’essentiel de la hausse sans pouvoir l’amortir.

PME (puissance 36-250 kVA, consommation 100-1 000 MWh/an) : impact moyen de +4 % à +7 %. Ces entreprises, souvent raccordées en basse tension ou en HTA, sont sensibles à l’augmentation des composantes puissance et aux nouveaux écarts HP/HC hivernaux. Cependant, elles disposent de leviers d’optimisation accessibles (ajustement puissance, pilotage basique, autoconsommation).

Industrie (puissance > 250 kVA, consommation > 1 000 MWh/an) : impact très variable, de +5 % à +10 % selon le profil. Les industries énergo-intensives raccordées en HTB, capables de moduler leur production et de participer aux mécanismes d’effacement, peuvent limiter l’impact voire générer des gains. À l’inverse, les industries rigides, fonctionnant en continu sans flexibilité, subissent la hausse de plein fouet.

Multi-sites : impact dépendant de la capacité de mutualisation et de pilotage centralisé. Un groupe disposant d’une plateforme de gestion énergétique et d’une stratégie d’optimisation site par site peut limiter l’impact à +2 % à +4 %. Un groupe sans pilotage centralisé subit un impact de +5 % à +8 %, chaque site étant exposé individuellement.

Secteurs sensibles

Certains secteurs économiques sont particulièrement vulnérables aux évolutions du TURPE 7 en raison de leur intensité énergétique, de leur profil de consommation ou de leurs contraintes opérationnelles.

Agroalimentaire : Les industries agroalimentaires (laiteries, abattoirs, conserveries, boulangeries industrielles) cumulent des consommations élevées en froid, en process thermiques et en ventilation. Leur activité, souvent continue ou en horaires décalés, les expose aux périodes de pointe hivernale. L’augmentation des écarts HP/HC en hiver pénalise directement ces acteurs. Les leviers d’optimisation passent par le pilotage des groupes froids (sur-refroidissement en heures creuses), l’installation de systèmes de récupération de chaleur et, pour les sites disposant de toitures, le photovoltaïque en autoconsommation.

Data centers : Les centres de données, en pleine expansion avec la digitalisation et l’intelligence artificielle, consomment massivement et en continu. Leur profil de charge plat, sans modulation possible, les rend peu éligibles aux mécanismes de flexibilité. L’augmentation de la composante puissance du TURPE 7 impacte directement leur modèle économique. Les stratégies d’optimisation incluent l’amélioration du PUE (Power Usage Effectiveness), le free-cooling, et l’installation de systèmes de stockage pour arbitrer entre heures pleines et heures creuses.

Industrie lourde : La métallurgie, la chimie, la cimenterie et la papeterie, secteurs historiquement énergo-intensifs, voient leur compétitivité affectée par toute hausse du coût de l’énergie. Le TURPE 7, en augmentant les composantes fixes, réduit l’avantage compétitif des sites français par rapport à leurs concurrents européens bénéficiant de tarifs d’acheminement plus faibles. Ces secteurs doivent impérativement mobiliser les mécanismes d’effacement, optimiser leurs courbes de charge et, pour certains, envisager des contrats d’achat direct d’électricité (PPA) couplés à des installations renouvelables dédiées.

Froid industriel et commercial : Les entrepôts frigorifiques, les supermarchés, les plateformes logistiques sous température dirigée sont de gros consommateurs d’électricité pour le froid. Leur profil de charge, modulable grâce à l’inertie thermique des chambres froides, en fait des candidats idéaux pour les stratégies de flexibilité. Le sur-refroidissement en heures creuses, le délestage en pointe, et l’installation de panneaux photovoltaïques constituent des leviers efficaces.

Retail : Les enseignes de distribution (supermarchés, hypermarchés, commerces spécialisés) cumulent des consommations élevées en froid, éclairage et climatisation. Leur profil multi-sites les expose à une complexité de gestion, mais offre également des opportunités de mutualisation et de pilotage centralisé. Le TURPE 7 incite ces acteurs à déployer des plateformes IoT de gestion énergétique, à optimiser site par site la puissance souscrite, et à massifier l’installation de photovoltaïque sur les toitures des magasins.

Risques en cas de non-adaptation

Les entreprises qui n’anticipent pas les évolutions du TURPE 7 s’exposent à plusieurs risques économiques et opérationnels.

Le surcoût direct constitue le risque le plus immédiat. Une entreprise qui ne révise pas sa puissance souscrite, ne pilote pas ses consommations et ne profite pas des nouvelles heures creuses estivales subira l’intégralité de la hausse tarifaire, voire davantage si son profil de consommation est particulièrement pénalisé par les nouveaux écarts HP/HC.

Les dépassements de puissance non maîtrisés génèrent des pénalités croissantes. Avec l’augmentation de la composante puissance du TURPE 7, chaque kVA de dépassement coûte plus cher. Un site qui ne met pas en place de système de surveillance et de délestage s’expose à des factures imprévues et à une dégradation de sa rentabilité.

Le mauvais choix d’option tarifaire peut conduire à payer plus cher qu’un concurrent disposant du même profil de consommation mais ayant optimisé son contrat. Une PME industrielle fonctionnant majoritairement en journée et ayant conservé une option Base (sans différenciation HP/HC) paie un surcoût évitable. À l’inverse, un site fonctionnant 24/7 ayant souscrit une option HP/HC sans pouvoir moduler sa consommation subit les écarts de prix sans en tirer parti.

Enfin, l’absence de pilotage énergétique prive l’entreprise des opportunités offertes par le TURPE 7 : valorisation de l’autoconsommation, participation aux mécanismes d’effacement, arbitrage entre périodes tarifaires. Dans un contexte de compétitivité accrue et de transition énergétique, cette inaction constitue un handicap stratégique.

Optimiser sa facture TURPE 7 : 12 actions

Actions immédiates (0–3 mois)

1. Audit et ajustement de la puissance souscrite

L’optimisation de la puissance souscrite constitue le levier d’action le plus rapide et le plus rentable. Demandez à votre gestionnaire de réseau (Enedis ou ELD) l’extraction de vos courbes de charge sur 12 mois glissants. Analysez les pointes réelles, leur fréquence et leur caractère structurel ou exceptionnel. Si vos pointes ne dépassent que rarement la puissance souscrite actuelle, envisagez une réduction. À l’inverse, si vous subissez des dépassements fréquents, une augmentation peut s’avérer économiquement pertinente pour éviter les pénalités.

Gain potentiel : 16 000 € par MW ajusté à la baisse, soit 1 600 € pour une réduction de 100 kVA.

2. Révision de l’option tarifaire

Comparez votre profil de consommation réel (répartition HP/HC, hiver/été) avec l’option tarifaire actuellement souscrite. Si votre activité a évolué (nouveaux horaires, nouveaux équipements, changement de process), l’option initiale peut ne plus être adaptée. Simulez plusieurs options et demandez à votre fournisseur ou à un courtier une analyse comparative.

Gain potentiel : 5 % à 10 % de la facture TURPE pour les entreprises ayant une option inadaptée.

3. Pilotage des pointes de consommation

Identifiez les équipements responsables des pointes (démarrages simultanés de machines, pics de chauffage ou de climatisation) et mettez en place des stratégies de lissage : programmation des démarrages en cascade, délestage automatique en cas d’approche de la puissance souscrite, décalage des usages non critiques.

Gain potentiel : réduction des dépassements et possibilité d’ajuster la puissance souscrite à la baisse.

4. Mise en place d’un suivi énergétique

Installez un système de monitoring énergétique (plateforme logicielle, capteurs IoT, compteurs divisionnaires) pour visualiser en temps réel vos consommations, identifier les dérives et piloter activement vos usages. De nombreuses solutions SaaS accessibles aux PME permettent un suivi à distance et des alertes automatiques.

Gain potentiel : 5 % à 15 % de réduction de consommation grâce à la détection des gaspillages et à l’optimisation comportementale.

5. Optimisation des horaires de fonctionnement

Décalez les usages flexibles (préchauffage, recharge de véhicules électriques, process non urgents) vers les heures creuses. Avec le TURPE 7, les heures creuses l’après-midi en été (à partir de l’automne 2025) offrent une opportunité supplémentaire pour les sites disposant de flexibilité.

Gain potentiel : 10 % à 20 % de réduction de la composante énergie pour les sites capables de moduler significativement leur consommation.

Moyen terme (3–12 mois)

6. Déploiement d’un système de pilotage avancé

Investissez dans une GTB (Gestion Technique du Bâtiment) ou un EMS (Energy Management System) pour automatiser le pilotage des équipements en fonction des signaux-prix, des prévisions météo et des contraintes opérationnelles. Ces systèmes permettent un pilotage fin du chauffage, de la climatisation, de l’éclairage, des groupes froids et des process industriels.

Gain potentiel : 15 % à 25 % de réduction de la facture énergétique globale (fourniture + TURPE).

7. Installation de panneaux photovoltaïques et systèmes de stockage

L’autoconsommation photovoltaïque, valorisée par les nouvelles heures creuses estivales du TURPE 7, améliore significativement la rentabilité des installations solaires. Complétez l’installation par des batteries de stockage pour arbitrer entre autoconsommation immédiate, stockage et injection réseau.

Gain potentiel : 20 % à 40 % de réduction de la composante énergie selon le taux d’autoconsommation et la taille de l’installation.

8. Intégration de capteurs IoT et intelligence artificielle

Déployez des capteurs intelligents (température, luminosité, présence, qualité de l’air) couplés à des algorithmes d’IA pour optimiser en continu les consommations. L’IA peut prédire les besoins, anticiper les pointes et piloter automatiquement les équipements pour minimiser la facture TURPE.

Gain potentiel : 10 % à 15 % de réduction supplémentaire par rapport à un pilotage manuel.

9. Participation aux mécanismes d’effacement

Pour les gros consommateurs (> 1 MW), contractualisez avec un opérateur d’effacement (agrégateur) pour valoriser votre capacité à réduire votre consommation pendant les périodes de pointe. Les revenus générés peuvent compenser une partie significative de la hausse du TURPE 7.

Gain potentiel : 50 € à 100 € par kW effaçable et par an, soit 50 000 € à 100 000 € pour un site capable d’effacer 1 MW.

10. Mise en concurrence des fournisseurs d’électricité

Bien que le TURPE soit identique quel que soit le fournisseur, la fourniture d’énergie (molécule) et les services associés (conseil, accompagnement, outils de pilotage) varient. Lancez régulièrement des appels d’offres pour optimiser votre contrat global et bénéficier de l’expertise de fournisseurs ou courtiers spécialisés dans l’optimisation TURPE.

Gain potentiel : 5 % à 15 % de réduction sur la part fourniture, et accès à des outils d’optimisation TURPE.

Long terme (12–36 mois)

11. Signature de PPA (Power Purchase Agreement)

Les contrats d’achat direct d’électricité renouvelable (PPA) permettent de sécuriser un prix de fourniture sur le long terme (10-20 ans) tout en réduisant l’empreinte carbone. Couplés à des installations photovoltaïques ou éoliennes dédiées, les PPA offrent une visibilité budgétaire et une protection contre la volatilité des marchés.

Gain potentiel : sécurisation du prix de fourniture et réduction de 20 % à 40 % de l’empreinte carbone.

12. Rénovation énergétique et valorisation des CEE

Engagez un programme de rénovation énergétique (isolation, remplacement des équipements énergivores, LED, variateurs de vitesse) en valorisant les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE). Ces travaux réduisent structurellement la consommation et, par ricochet, la facture TURPE.

Gain potentiel : 20 % à 50 % de réduction de la consommation selon l’ampleur des travaux, avec financement partiel via les CEE.

Rôle d’un courtier en énergie

Face à la complexité croissante du TURPE 7 et des marchés de l’énergie, le recours à un courtier spécialisé constitue un atout stratégique pour les entreprises.

Un courtier réalise des simulations TURPE 7 personnalisées, en intégrant votre profil de consommation, vos contraintes opérationnelles et vos projets d’investissement. Il identifie les leviers d’optimisation spécifiques à votre activité et chiffre les gains potentiels.

Pour les groupes multi-sites, le courtier centralise l’analyse de l’ensemble des points de livraison, identifie les opportunités de mutualisation (composante de regroupement), harmonise les options tarifaires et négocie des conditions globales avec les fournisseurs et gestionnaires de réseau.

Le courtier réalise des arbitrages entre les différentes options tarifaires, les mécanismes de flexibilité (effacement, stockage) et les stratégies d’approvisionnement (contrats spot, fixes, PPA). Il accompagne l’entreprise dans la mise en œuvre des actions d’optimisation et assure un suivi dans la durée.

Enfin, le courtier négocie les renégociations contractuelles avec les fournisseurs et les gestionnaires de réseau, en s’appuyant sur son expertise réglementaire et sa connaissance fine des mécanismes tarifaires.

Coût : généralement une commission de 2 % à 5 % des économies générées, ou un forfait annuel selon la taille de l’entreprise.

FAQ (Foire Aux Questions)

Qu’est-ce que le TURPE 7 ?

Le TURPE 7 est le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité applicable de 2025 à 2028. Fixé par la CRE, il couvre les coûts d’acheminement de l’électricité sur les réseaux de transport (RTE) et de distribution (Enedis, ELD). Il remplace le TURPE 6 à compter du 1er août 2025 et intègre de nouveaux mécanismes de flexibilité et d’incitation à l’autoconsommation.

Pourquoi le TURPE 7 augmente-t-il ?

L’augmentation du TURPE 7 résulte de trois facteurs principaux. Premièrement, les investissements massifs dans les réseaux : RTE et Enedis portent leurs dépenses d’investissement à des niveaux historiques (6,2 milliards € pour RTE en 2028, 7 milliards € pour Enedis) pour accompagner l’électrification des usages et l’intégration des énergies renouvelables. Deuxièmement, l’apurement du compte de régularisation du TURPE 6, impacté par la hausse des coûts d’achat des pertes électriques et la baisse des recettes due à la sobriété énergétique. Troisièmement, l’adaptation du tarif aux nouveaux enjeux de résilience et de modernisation du réseau.

Qui est concerné par le TURPE 7 ?

Tous les consommateurs d’électricité raccordés aux réseaux publics sont concernés : particuliers, TPE, PME, industries, collectivités, multi-sites. Le TURPE est identique quel que soit le fournisseur d’électricité choisi. Seuls les sites en autoconsommation totale (non raccordés au réseau) échappent au TURPE.

Comment calculer mon TURPE 7 ?

Le calcul du TURPE 7 repose sur trois composantes. La part fixe (gestion + comptage) dépend de votre segment tarifaire. La composante puissance se calcule en multipliant votre puissance souscrite (kVA ou kW) par le tarif unitaire applicable. La composante énergie se calcule en multipliant vos consommations par période tarifaire (HPH, HCH, HPE, HCE) par les tarifs unitaires correspondants. Additionnez ces trois composantes pour obtenir votre TURPE annuel. Des simulateurs en ligne et des courtiers spécialisés peuvent vous accompagner dans ce calcul.

Peut-on réduire sa facture TURPE ?

Oui, plusieurs leviers permettent de réduire significativement la facture TURPE. L’ajustement de la puissance souscrite au plus juste de vos besoins réels constitue le levier le plus rapide. Le pilotage des consommations pour déplacer les usages vers les heures creuses et éviter les pointes réduit la composante énergie. L’installation de panneaux photovoltaïques en autoconsommation, valorisée par les nouvelles heures creuses estivales du TURPE 7, diminue l’énergie soutirée. La participation aux mécanismes d’effacement génère des revenus complémentaires. Enfin, le choix de l’option tarifaire adaptée à votre profil optimise la facture globale.

Quelles sont les principales différences entre TURPE 6 et TURPE 7 ?

Le TURPE 7 se distingue du TURPE 6 par six évolutions majeures. Une hausse tarifaire de +7,7 % anticipée en février 2025, puis une stabilité en moyenne en août 2025. Une augmentation des composantes fixes liées à la puissance souscrite. Un renforcement des écarts HP/HC en hiver et une réduction en été. L’introduction de nouvelles heures creuses l’après-midi en été dès l’automne 2025. De nouveaux signaux-prix pour valoriser la flexibilité et le stockage (composante injection-soutirage dès août 2026). Enfin, la facturation de l’énergie réactive toute l’année en HTA (et non plus seulement en hiver).

Le TURPE 7 est-il le même pour tous les fournisseurs ?

Oui, le TURPE est un tarif régulé, fixé par la CRE et appliqué de manière identique par tous les gestionnaires de réseau (RTE, Enedis, ELD). Il est strictement indépendant du fournisseur d’électricité choisi. Seule la part « fourniture » de votre contrat (prix de l’énergie, services associés) varie selon les fournisseurs. Le TURPE, lui, est non négociable et identique pour tous.

Quand le TURPE 7 entre-t-il en vigueur ?

Le TURPE 7 entre en vigueur le 1er août 2025 pour une durée de quatre ans (période 2025-2028). Une anticipation tarifaire de +7,7 % a été appliquée dès le 1er février 2025 pour apurer le compte de régularisation du TURPE 6. Les nouvelles heures creuses l’après-midi en été seront généralisées progressivement à partir de l’automne 2025. La composante injection-soutirage optionnelle pour le stockage entrera en vigueur en août 2026.

Comment optimiser le TURPE pour un groupe multi-sites ?

Pour un groupe multi-sites, l’optimisation passe par une approche structurée. Réalisez un audit site par site de la puissance souscrite et des options tarifaires. Identifiez les sites éligibles à la composante de regroupement (CR) pour mutualiser les puissances. Déployez une plateforme de pilotage centralisé pour optimiser les consommations de l’ensemble des sites en temps réel. Harmonisez les contrats de fourniture via un appel d’offres groupé. Enfin, massifiez les investissements (photovoltaïque, stockage, GTB) pour bénéficier d’économies d’échelle.

Quel est l’impact du TURPE 7 sur l’autoconsommation photovoltaïque ?

Le TURPE 7 améliore significativement la rentabilité de l’autoconsommation photovoltaïque. La généralisation des heures creuses l’après-midi en été valorise directement la production solaire, qui coïncide avec ces périodes. Les entreprises autoconsommant leur production réduisent leur composante énergie du TURPE (kWh non soutirés). L’ajout de systèmes de stockage permet d’arbitrer entre autoconsommation immédiate, stockage pour les heures pleines et injection réseau. Les nouveaux signaux-prix du TURPE 7 (composante injection-soutirage dès août 2026) récompenseront les stratégies de flexibilité, accélérant le retour sur investissement des installations photovoltaïques et de stockage.

Quels secteurs sont les plus impactés par le TURPE 7 ?

Les secteurs énergo-intensifs sont les plus impactés. L’agroalimentaire (froid, process thermiques) subit l’augmentation des écarts HP/HC hivernaux. Les data centers, consommant massivement en continu, sont pénalisés par la hausse de la composante puissance. L’industrie lourde (métallurgie, chimie, cimenterie) voit sa compétitivité affectée. Le froid industriel et commercial peut cependant valoriser sa flexibilité. Le retail multi-sites fait face à une complexité de gestion mais dispose de leviers d’optimisation (pilotage centralisé, photovoltaïque). Ces secteurs doivent impérativement mobiliser les mécanismes d’effacement et d’optimisation pour limiter l’impact.

Faut-il faire appel à un courtier pour optimiser le TURPE 7 ?

Le recours à un courtier spécialisé est fortement recommandé pour les entreprises consommant plus de 500 MWh/an ou disposant de multiples sites. Le courtier réalise des simulations personnalisées, identifie les leviers d’optimisation, négocie avec les fournisseurs et gestionnaires de réseau, et assure un suivi dans la durée. Pour les TPE et petites PME, des outils en ligne et l’accompagnement de certains fournisseurs peuvent suffire. Le coût d’un courtier (2 % à 5 % des économies générées) est généralement largement compensé par les gains obtenus.

Conclusion

Le TURPE 7 marque une rupture tarifaire majeure dans le paysage énergétique français. Loin d’être une simple évolution technique, il traduit les mutations profondes du système électrique : électrification massive, intégration des énergies renouvelables, impératifs de résilience et de modernisation des réseaux. Pour les entreprises, cette nouvelle structure tarifaire impose un recalibrage stratégique de leur approche énergétique.

Les enseignements clés sont au nombre de cinq. Premièrement, le TURPE 7 renforce le poids de la puissance souscrite dans la facture d’acheminement, faisant de son optimisation le levier d’action prioritaire. Deuxièmement, les nouveaux signaux-prix (écarts HP/HC hivernaux, heures creuses estivales, composante injection-soutirage) créent des opportunités inédites pour les entreprises capables de moduler leur consommation. Troisièmement, l’autoconsommation photovoltaïque et le stockage deviennent des investissements rentables, accélérés par les mécanismes du TURPE 7. Quatrièmement, les gros consommateurs disposent de mécanismes d’effacement et de flexibilité générateurs de revenus complémentaires. Cinquièmement, l’inaction face au TURPE 7 expose à des surcoûts significatifs et à une perte de compétitivité.

Face à ces enjeux, chaque entreprise doit engager dès maintenant un plan d’action structuré : audit de puissance, révision des options tarifaires, mise en place d’un suivi énergétique, pilotage des consommations, et évaluation des investissements (photovoltaïque, stockage, GTB). Pour les groupes multi-sites et les gros consommateurs, le recours à un courtier spécialisé ou à un bureau d’études énergétiques constitue un investissement rapidement rentabilisé.

Le TURPE 7 n’est pas une fatalité, mais une opportunité de repenser sa stratégie énergétique. Les entreprises proactives, qui anticipent et s’adaptent, transformeront cette contrainte réglementaire en avantage compétitif. Les autres subiront la hausse sans en tirer parti, creusant l’écart avec leurs concurrents les plus agiles.

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Lexique technique

TURPE : Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité, tarif régulé couvrant les coûts d’acheminement de l’électricité.

CRE : Commission de Régulation de l’Énergie, autorité administrative indépendante fixant les tarifs régulés.

RTE : Réseau de Transport d’Électricité, gestionnaire du réseau de transport haute tension en France.

Enedis : Gestionnaire du réseau de distribution d’électricité en France (95 % du territoire).

ELD : Entreprise Locale de Distribution, gestionnaire de réseau local sur certains territoires non couverts par Enedis.

HTA : Haute Tension A, niveau de tension entre 1 et 50 kV.

HTB : Haute Tension B, niveau de tension supérieure à 50 kV.

BT : Basse Tension, niveau de tension inférieur à 1 kV.

HP/HC : Heures Pleines / Heures Creuses, périodes tarifaires différenciées.

kVA : Kilovoltampère, unité de mesure de la puissance électrique apparente.

kWh : Kilowattheure, unité de mesure de l’énergie électrique consommée.

CRCP : Compte de Régularisation des Charges et Produits, mécanisme d’ajustement tarifaire.

CARD : Contrat d’Accès au Réseau de Distribution, contrat entre le consommateur et le gestionnaire de réseau.

CR : Composante de Regroupement, mécanisme de mutualisation pour les multi-sites.

PPA : Power Purchase Agreement, contrat d’achat direct d’électricité renouvelable.

CEE : Certificats d’Économies d’Énergie, dispositif de financement de la rénovation énergétique.

GTB : Gestion Technique du Bâtiment, système de pilotage automatisé des équipements.

EMS : Energy Management System, système de gestion énergétique.

FACE : Fonds d’Amortissement des Charges d’Électricité, contribution pour l’électrification rurale (transférée au budget de l’État en août 2025).

Effacement : Réduction volontaire et temporaire de la consommation électrique en période de pointe.

Autoconsommation : Consommation de l’électricité produite localement (photovoltaïque, cogénération).

Flexibilité : Capacité à moduler sa consommation en fonction des signaux-prix ou des besoins du réseau.

Liens officiels

Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) : Délibérations, consultations publiques, données de marché.
Délibération CRE n° 2025-78 du 13 mars 2025 (TURPE 7 HTA-BT)
Délibération CRE n° 2025-77 du 13 mars 2025 (TURPE 7 HTB)
Enedis – Tarif d’acheminement : Grilles tarifaires, guides pratiques.
RTE – Services : Tarifs de transport, services de flexibilité.
Ministère de la Transition Énergétique : Orientations de politique énergétique.

“Comprendre les composantes du TURPE” → Article détaillé sur la structure tarifaire (part fixe, puissance, énergie).
“Optimiser sa puissance souscrite : guide pratique” → Méthodologie d’audit et d’ajustement de la puissance.
“Autoconsommation photovoltaïque : rentabilité 2025” → Analyse ROI des installations solaires avec TURPE 7.
“Flexibilité et effacement : valoriser sa consommation” → Guide des mécanismes d’effacement et de stockage.
“Multi-sites : stratégies de mutualisation énergétique” → Optimisation TURPE pour les groupes disposant de plusieurs sites.

Selectra Entreprises (entreprises.selectra.info) : Comparateur de fournisseurs et simulateurs TURPE.
Opéra Énergie (opera-energie.com) : Courtier spécialisé, articles pédagogiques sur le TURPE.
WattValue (wattvalue.fr) : Achat groupé d’énergie, glossaire et guides.
Atoo Énergie (atoo-energie.com) : Courtier et conseil en optimisation énergétique.
Hellowatt Professionnels (hellowatt.fr) : Comparateur et accompagnement entreprises.